Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Обзор исследования древних карбонатных пород .11
1.1. Классификация карбонатных пород 22
Глава 2. Геологическое строение района исследований .30
2.1. Стратиграфия .32
2.2. Тектоника .41
2.3. Нефтегазоносность .46
Глава 3. Методика исследований .51
Глава 4. Литологическая характеристика карбонатных отложений усть-кутского горизонта
4.1. Общая характеристика разреза .66
4.2. Литогенетическая типизация пород .74
4.3. Литологические критерии реконструкции условий формирования и локализации коллекторов .85
CLASS Глава 5. Особенности пустотного пространства, постседиментационные процессы и нефтенасыщенность отложений усть-кутского горизонта 89
5.1. Пористость и проницаемость литогенетических типов 89 CLASS
5.1.1. Характеристика пустотного пространства 92
5.2. Постседиментационные процессы 101
5.2.1. Доломитизация и перекристаллизация .103
5.2.2. Выщелачивание .104
5.2.3. Окремнение 107
5.2.4. Сульфатизация 108
5.2.5. Трещиноватость 109
5.2.6. Засолонение .109
5.3. Нефтенасыщенность пород .113
Глава 6. Геохимические критерии условий формирования карбонатных коллекторов усть-кутского горизонта 123
6.1. Характеристика и анализ обстановок осадконакопления 128
6.1.1. Климат, соленость 133
6.1.2. Окислительно-восстановительные условия .135
Глава 7. Критерии локального прогноза пород-коллекторов в карбонатных отложениях усть-кутского горизонта 141
Заключение .147
Литература
- Классификация карбонатных пород
- Тектоника
- Литологические критерии реконструкции условий формирования и локализации коллекторов
- Сульфатизация
Введение к работе
Актуальность темы.
Непско-Ботуобинская нефтегазоносная область по уровню освоения и перспективам открытия залежей углеводородов является ведущей как в пределах Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции, так и в целом в Восточной Сибири. ОАО «НК «Роснефть», которая располагает здесь значительным количеством лицензионных участков, рассматривает этот регион в качестве одного из ключевых с позиции перспектив наращивания запасов углеводородного сырья.
Основные перспективы открытия новых месторождений углеводородов в Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области связаны с карбонатными венд-кембрийскими отложениями осинского, усть-кутского, преображенского горизонтов, которые изучены скважинами по многим перспективным площадям. Однако их изученность носит неполный характер и далеко не все площади охвачены комплексом детальных исследований (Гурова, 1988; Шемин, 2007; Мельников, 2009 и др.).
Исследованиями литологических особенностей, минерального состава, распределения пород-коллекторов, условий образования венд-кембрийских отложений Непско-Ботуобинской антеклизы занимались Н.М. Скобелева, Л.С. Чернова, Т.И. Гурова, И.А. Бурова, О.В. Постникова, Г.Г. Шемин, С.Г. Шашин, А.И. Ларичев, Ю.Л. Брылкин, Н.Е. Гущина, В.С. Воробьев, А.П. Вилесов, Е.М. Хабаров, И.В. Вараксина, Е.А. Губина и другие. Более подробно усть-кутский продуктивный горизонт рассмотрен в работах И.А. Буровой, Л.С. Черновой, Т.И. Гуровой, на современном этапе Е.А. Губиной, где он изучен в скважинах Верхнечонского, Даниловского месторождений, Вилюйско-Джербинской, Верхневилючанской площадях и др. В публикациях этих авторов выделены различные литологические типы, описаны основные вторичные изменения, рассмотрены коллекторские свойства и условия образования отложений горизонта.
Автором был выбран усть-кутский продуктивный горизонт, вскрытый скважинами в 2009-2012 гг. Особенностью горизонта является весьма низкая проницаемость нефтеносных отложений и широкое распространение постседиментационных процессов, которые привнесли неоднородность фильтрационно-емкостных свойств, как по площади, так и по разрезу. Применение стандартных методов изучения слабопроницаемых карбонатных отложений не позволяет локализовать участки, дающие существенные притоки нефти из пластов. Повышение притоков нефти часто достигается с помощью методов интенсификации, что требует знание литологии и структуры пустотного пространства. В связи с этим возникла необходимость всесторонне изучить литологические особенности, фильтрационные и емкостные свойства, фациальные и геохимические условия образования отложений, разработать критерии выделения коллекторов, для эффективного прогнозирования зон с улучшенными коллекторскими свойствами, выбора оптимального режима освоения и определения районов поисков новых залежей нефти.
Актуальность темы обусловлена слабой изученностью отложений усть-кутского горизонта, сложностью строения и специфичностью состава нефтеносных толщ.
Рис. 1. Фрагмент тектонической схемы Непско-Ботуобинской антеклизы.
Район исследований находится на западе, северо-западе Непского свода в центральной части Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, приуроченной к одноименной антеклизе. В работе детально изучены отложения усть-кутского горизонта, вскрытые скважинами в пределах четырех лицензионных участков (ЛУ) – Восточно-Сугдинского, Могдинского, Санарского, Преображенского (рис. 1).
Цель работы – выделить литогенетические типы карбонатных отложений усть-кутского горизонта, установить их пространственное положение в осадочном бассейне, оценить их нефтеносность, изучить коллекторские свойства и проанализировать геохимические условия обстановок осадконакопления отложений, разработать критерии локального прогноза коллекторов.
Основные задачи исследований:
составление общей характеристики разреза по керновым данным;
выделение в разрезе и описание основных литогенетических типов пород;
составление обобщенной схемы-модели формирования литогенетических типов в осадочном бассейне;
анализ фильтрационно-емкостных свойств и структуры пустотного пространства;
оценка влияния постседиментационных процессов на коллекторские свойства пород;
выявление зон с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами и характеристика нефтенасыщенности пород-коллекторов;
установление связи нефтенасыщения с постседиментационными процессами;
реконструкция и анализ условий осадконакопления по рассчитанным геохимическим показателям;
разработка комплекса критериев локального прогноза коллекторов для постановки первой очереди разведочно-эксплуатационных работ.
Объектом исследования являются карбонатные отложения усть-кутского продуктивного горизонта тэтэрской свиты центральных районов Непско-Ботуобинской антеклизы.
Защищаемые положения.
1. В строении усть-кутского горизонта центральной части Непско-
Ботуобинской антеклизы выделено 4 литогенетических типа отложений,
занимающие определенное пространственное положение в осадочном бассейне
(зернистые доломиты, включая интракластовые и перекристаллизованные;
микритовые (кристаллические) доломиты в разной степени
перекристаллизованные; доломит-ангидритовые породы с содержанием
ангидрита выше 30 %, строматолитовые доломиты). Наиболее перспективным,
с позиции формирования коллекторов является первый тип.
-
Формирование пустотного пространства пород усть-кутского горизонта произошло на постседиментационной стадии эволюции бассейна (позднего диагенеза). При этом процессы перекристаллизации и выщелачивания наиболее положительно повлияли на коллекторские свойства пород-коллекторов. В изученном разрезе лучшими фильтрационно-емкостными свойствами и высоким нефтенасыщением обладают породы верхнего усть-кутского пласта (Б3-4), содержащие смолистые битумоиды.
-
Разработан комплекс критериев локального прогноза коллекторов для постановки первой очереди разведочно-эксплуатационных работ, включающий фациальные, геохимические (V/Cr, Mo/Mn, Sr/Ba, Ce/Y, LREE/HREE) и литологические критерии.
Научная новизна. Личный вклад.
-
Впервые проведена литогенетическая типизация пород усть-кутского горизонта центральной части Непско-Ботуобинской антеклизы, составлена обобщенная схема-модель их формирования. Выделен литогенетический тип пород (зернистые доломиты) как наиболее перспективный на выявление зон с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами.
-
Охарактеризована структура пустотного пространства пород усть-кутского горизонта. Впервые проведена количественная оценка пор и каверн, наличия в них солей и установлена корреляционная зависимость между этими параметрами и фильтрационно-емкостными свойствами пород.
-
Показана связь фильтрационно-емкостных свойств пород усть-кутского горизонта с постседиментационными процессами.
-
Нефтенасыщение карбонатных пород усть-кутского горизонта впервые оценено люминесцентно-микроскопическим экспресс-методом, результаты которого уверенно согласуются с результатами пиролитического анализа.
-
Условия формирования отложений усть-кутского горизонта впервые реконструированы и проанализированы с использованием геохимических показателей по элементам-примесям.
-
Определены критерии локального прогноза карбонатных коллекторов с улучшенными коллекторскими свойствами.
Фактический материал и методы исследования.
Литолого-седиментологические, петрофизические и геохимические исследования были выполнены на базе ОАО ТомскНИПИнефть, ОАО НПЦ «Тверьгеофизика», ИНГГ СО РАН в рамках договорных работ с ООО «РН-Эксплорейшн».
Анализы были выполнены сотрудниками лаборатории седиментологии, физики пласта, геохимии ОАО ТомскНИПИнефть (М.Н. Лемешко, Я.Н. Рощина, Е.Д. Полумогина, Ю.М. Лопушняк, Н.В. Обласов, Р.С. Кашапов, Е.Г. Ачкасова и др.), ИНГГ СО РАН (И.В. Вараксина, Е.М. Хабаров и др.), ОАО НПЦ «Тверьгеофизика» (А.Н. Никитин, Н.В. Конюхова и др.).
Автором изучено 9 разрезов скважин, представленных 542 метрами кернового материала. Исследовано 419 шлифов, по которым был изучен вещественный состав, постседиментационные изменения и особенности пустотного пространства пород. Детальная характеристика структуры пустотного пространства была получена в ходе обработки около 150 снимков растровой электронной микроскопии. Количественное соотношение содержания минералов в породе установлено по результатам РФА (506 образцов). Характеристика коллекторских свойств пород получена в результате обработки 1323 определений пористости и проницаемости. Состав и распределение битумоидов в породах изучен люминесцентно-микроскопическим методом в 500 образцах. Геохимическая характеристика условий осадконакопления основывалась на данных ІСР-MS анализа (11 образцов).
Степени достоверности результатов проведенных исследований.
Достоверность, предложенных автором выводов и рекомендаций, проверялась путем сравнения полученных результатов литолого-фациального анализов с данными рентгеноструктурного, ISP-MS анализа и интерпретацией геолого-геофизических материалов. Результаты люминесцентно-микроскопического анализа подтверждены данными пиролитического анализа.
Практическая значимость.
Практическая значимость работы и реализация результатов заключается в возможности использования выявленных закономерностей в совокупности с
литологическими, фациальными и геохимическими критериями локального прогноза коллекторов для постановки первой очереди разведочно-эксплуатационных работ. Проведенная литогенетическая типизация, анализ фильтрационно-емкостных свойств и условий осадконакопления отложений усть-кутского продуктивного горизонта являются неотъемлемой частью исследований, необходимых для эффективного промышленного освоения месторождений.
Предложенный в работе методический подход исследований может быть использован для локального прогноза зон улучшенных коллекторских свойств карбонатных отложений со схожими условиями образования слабопроницаемых коллекторов. Полученные результаты также планируется использовать для расчета и выбора технологических операций по воздействию на пласт для составления схем разработки и добычи углеводородов.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности. По направленности решаемых задач область диссертационного исследования соответствует паспорту специальности 25.00.16 - «Горнопромышленная и нефтегазопромысловая геология, геофизика, маркшейдерское дело и геометрия недр», а именно пункту 8 - «Анализ и типизация горно-геологических условий месторождений твердых, жидких и газообразных полезных ископаемых, для их эффективного промышленного освоения» и 10 - Разработки и совершенствование методов и систем обработки геологической, маркшейдерской и геофизической информации, а также методов моделирования месторождений, прогнозирования горно-геологических явлений и процессов, создание основ управления ими при горных работах.
Публикации и апробация работы.
По теме диссертационной работы опубликовано 10 научных статей, из которых 3 статьи опубликованы в журналах, рекомендуемых ВАК РФ.
Полученные в ходе работы выводы и обобщения представлялись на научно-практических конференциях: молодых специалистов ОАО «ТомскНИПИнефть» (г. Томск, 2011, 2012 г.); «Современные вызовы при разработке и обустройстве месторождений нефти и газа Сибири» (Томск, 2011); научной конференции молодых ученых, аспирантов и студентов «Трофимуковские чтения-2011» (г. Новосибирск, 2011 г.); XV и XVII международном научном симпозиуме студентов, аспирантов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр» (г. Томск, 2011, 2013 г.); II Регионального совещания, посвященного 100-летию со дня рождения доктора геолого-минералогических наук Л.Н. Ботвинкиной (г. Томск, 2012 г.).
Структура и объем диссертации.
Классификация карбонатных пород
Вопросы стратиграфии, тектоники, литолого-фациального районирования, оценки перспектив нефтегазоносности на уровне продуктивных пластов венда и нижнего кембрия детально освещены в монографии Шемина Г.Г. (Геология и перспективы…, 2007). Она является итогом более чем 30-летней научной деятельности автора по проведению комплексных исследований вендских и нижнекембрийских нефтегазоносных отложений центральных районов Сибирской платформы. В работе изложены методика и результаты детальной корреляции отложений на уровне зональных циклитов, разработаны циклографические схемы венда и нижнего кембрия, приведены предложения по дополнению и уточнению региональной стратиграфической схемы вендских отложений и индексации продуктивных пластов. В монографии подчеркивается, что степень разведанности центральных районов Сибирской платформы достаточно низкая, особенно подсолевого карбонатного венд-нижнекембрийского комплекса, являющегося основным вместилищем нефти и газа рассматриваемой территории.
Карбонатным породам посвящены многочисленные сборники научных трудов, монографии, учебные пособия. В решении проблемы изучения карбонатных пород – коллекторов нефти и газа свой вклад внесли В.П. Маслов (1928, 1960), С.Г. Вишняков (1933), А.И. Конюхов (1976), Е.М. Смехов (1974, 1985), Ф.И. Котяхов (1977), К.И. Багринцева (1977, 1982, 1986), Л.П. Гмид (1968, 1970, 1985, 2006), Ю.И. Марьенко (1978, 1986), В.Н. Киркинская (1981), Б.К. Прошляков, В.Г. Кузнецов (1978, 1992, 2003), А.Н. Дмитриевский (1982, 1986, 1993), И.В. Хворова (1958), Дж. Уилсон (1980), Э. Флюгель (1982, 2004) и другие (Багринцева, 1999). Последние два автора уделили большое внимание анализу карбонатных микрофаций.
В 30-е годы начинаются первые более детальные исследования карбонатных пород с систематизацией сведений о них по отдельным районам и регионам. Это работы Н.А. Архангельской (1934) по силурийским карбонатным образованиям Ленинградской области; Е.П. Александровой (1938, 1939) по карбонатным породам западного склона Урала; Н.М. Страхова (1939) по доманиковым фациям Южного Урала; В.Б. Татарского (1939) по карбонатным породам Средней Азии и многие другие. В эти же годы начались исследования по условиям образования карбонатных пород, в том числе и генезису доломитов (Кротов, 1925, Татарский, 1937, 1939) (Киркинская, Смехов, 1981).
Работами этого периода были заложены основы региональной литологии карбонатных отложений, классификации, их минералогии, описания структурно-текстурных особенностей, выявлены условия образования, установлен характер вторичных изменений. Со второй половины пятидесятых годов началось очень активное изучение современных карбонатных осадков морей и океанов, анализ сравнения их с древними осадочными породами, изучались их вторичные изменения. Прорыв в этой области связан с исследованиями Дж. Уилсона, Р. Гинзбурга, Р. Данема, Ф. Петтиджона, Р. Фолка и др. Можно отметить, что в отличие от наиболее распространенных классификаций отечественных, основанных на генетических признаках (И.В. Хворова, М.С. Швецова и др.), за рубежом были разработаны структурные классификации (схемы Р. Фолка, Р. Данема) общепринятые сейчас во всем мире (Кузнецов, 2003).
Среди всего многообразия литературы хотелось бы отметить работы В.Г. Кузнецова (2000, 2003, 2010), В.Н. Киркинской (1981), К.И. Багринцевой (1999), Т.И. Гуровой и Л.С. Черновой (1988). В монографиях К.И. Багринцевой (Условия…, 1999), В.Н. Киркинской и Е.М. Смехова (Карбонатные…, 1981) освещены процессы формирования и сохранения порового пространства в карбонатных толщах различного состава и генезиса. Рассмотрены классификации, основные типы карбонатных пород, вопросы влияния условий седиментации и постседиментационных изменений на формирования их коллекторских свойств. К.И. Багринцева уделяет значительное внимание методам, повышающим достоверность выявления и оценки карбонатных коллекторов со сложным строением пустотного пространства. В ее работе показано, что специфические условия формирования пустотного пространства карбонатных пород различной литофациальной принадлежности предопределяет направленность и интенсивность постседиментационных изменений. Изучены карбонатные коллекторы ряда крупнейших месторождений Прикаспийской впадины и Тимано-Печорской провинции. В литературе существуют различные атласы, где сведена информация по карбонатным породам (Хворова, 1958; Гмид, Леви, 1972; Багринцева, Дмитриевский, Бочко, 2003; Фортунатова, Карцева, 2005; Морозов, Королев, 2008), кратко остановимся на некоторых из них. В атласе карбонатных пород коллекторов Л.П. Гмид и С.Ш. Леви отражены комплексные исследования карбонатных пород палеозойского и мезозойского возраста некоторых районов Сибирской и Русской платформ. Рассмотрена классификация порового и трещинного пространства, влияние различных литологических факторов на формирование коллекторских свойств пород. Некоторые положения авторов являются дискуссионными. Это касается генезиса доломитов, условности границы диагенетической и эпигенетической перекристаллизации (доломитизации) и некоторых других. В атласе К.И. Багринцевой и др. изучены коллекторы венд-рифея в пределах Лено-Тунгусской провинции по трем месторождениям: Верхнечонское, Юрубченское и Таас-Юряхское. В книге В.П. Морозов и др. (2008) исследования карбонатных пород Республики Татарстан базируются на положениях о типизации обстановок карбонатного седиментогенеза, теории литогенеза, гидрологической стадийности развития осадочных бассейнов, осадочно-миграционной теории происхождения нефти, флюидодинамической модели нефтегазообразования.
Тектоника
Нижненепский региональный резервуар распространен на территории Предпатомского прогиба и смежных с ним участков Непско-Ботуобинской антеклизы. Резервуар включает базальные песчаные отложения одноименных подгоризонтов: безымянного, талахского, велючанского и нижнечонского (пласты В13, В14). Мощность резервуара варьирует от нескольких до 400-500 м. Он характеризуется сложным строением и значительной фациальной изменчивостью.
Отложения резервуара в целом характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Показатели пористости колеблются в пределах от 2 до 15 %, проницаемости –1-10 10-3 мкм2. Экран резервуара представлен алевролитами и аргиллитами нижненепской подсвиты и ее возрастных аналогов. Качество его в целом высокое, но имеются отдельные участки с повышенной долей песчаников в разрезе.
В центральной и северо-восточной частях установлена продуктивность резервуара Непско-Ботуобинской антеклизы, где выявлены газонефтяная залежь на Верхнечонском и небольшие газовые залежи на Верхневилючанском, Чаяндинском и Вилюйско-Джербинском месторождениях.
Верхненепский региональный резервуар распространен шире, чем нижненепский. Его отложения отсутствуют лишь в северо-восточных частях НБА. Он представлен базальными песчаными пластами одноименного подгоризонта: марковским, ярактинским, хамакинским и верхнечонским (В10). Выявлен мозаичный характер смены песчаных, преимущественно песчаных и глинисто-алеврито-песчаных типов разреза пород. Мощность отложений резервуара меняется от первых метров до первых десятков метров, составляя в среднем 5-15 м. Отложения характеризуются средними и высокими ФЕС. Показатели пористости колеблются в пределах от 5 до 25 %, проницаемости – от 1 10-3 до 4000 10-3 мкм2.
Экран резервуара сложен глинистыми отложениями верхненепской подсвиты и ее возрастных аналогов мощностью от 5 до 20 м. На большей части территории бассейна он перекрыт экраном вышележащего тирского резервуара, что улучшает его качество. Нефтегазоносность резервуара установлена на Ярактинском, Дулисьминском, Чаяндинском, Верхнечонском месторождениях. Тирский региональный резервуар сложен песчаными фациями парфеновского, ботуобинского, харыстанского, улаханского и верхнетирского пластов (пласты В3, В5 и В6), которые развиты в северо-восточной части Непско Ботуобинской антеклизы (на Мирнинском выступе и смежных с ним участках), а также на юге структуры, в субширотной полосе шириной 40-100 км, в пределах которой расположены Верхнекатангская, Верхнетирская, Марковская, Аянская и другие разведочные площади. Отложения характеризуются высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Показатели пористости колеблются в пределах от 10-15 до 25 %, проницаемости – от 5 10-3 до 2000 10-3 мкм2. Экран резервуара представлен значительно шире, чем проницаемая часть (он отсутствует лишь в северо-восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы) и сложен сульфатными доломитами, доломитоангидритами, мергелями, аргиллитами. Мощность изменяется от 50 до 300 м и более.
Продуктивность тирского резервуара высокая. В нем открыты залежи нефти и газа на Марковском, Аянском, Среднеботуобинском, Иреляхском, Маччобинском, Верхневилючанском, Тас-Юряхском, Хотого-Мурбайском, Чаяндинском и Нелбинском месторождениях. Нижнеданиловский региональный резервуар представлен доломитами Преображенского горизонта и его возрастными аналогами (пласт Б12). Породы этого резервуара в целом обладают низкими ФЕС. Более лучшие коллекторские свойства отмечаются в породах крупной Тетейско-Чонской зоны нефтегазонакопления площадью 50 тыс. км2, расположенной в северо-западной части НБА. Мощность интервалов пород-коллекторов составляет здесь 10-15 м. Показатели пористости колеблются в пределах 5-20 %, проницаемости – 0,2-70 10-3 мкм2. Экран резервуара сложен переслаивающимися аргиллитами, мергелями, глинистыми и ангидритистыми доломитами, ангидритами катангской свиты и ее возрастными аналогами. Мощность его изменяется от 60 до 100 м.
Отложения резервуара продуктивны только в северо-западной части НБА, где выделена крупная (по запасам) нефтяная залежь на Верхнечонском месторождении и две небольшие газовые: Даниловская и Преображенская. Среднеданиловский резервуар выделен условно, керновым материалом практически не охарактеризован. Он состоит из пород нижнего одноименного подгоризонта мощностью 50-100 м. Верхнеданиловский (юряхский) представлен отложениями одноименного стратиграфического подгоризонта, который на большей части бассейна соответствует усть-кутским пластам, а в северо-восточной его части – юряхским. Мощность резервуара изменяется от 60 до 100 м.
Усть-кутские пласты (Б3-4, Б5) разделены глинисто-ангидритисто-доломитовой перемычкой: верхний представлен преимущественно органогенно-обломочными доломитами, которые обычно засолонены, нижний – интенсивно перекристаллизованными, водорослевыми, засолоненными доломитами.
Породы резервуара в целом обладают невысокими ФЕС. Показатели пористости пород колеблются в пределах от 1-2 до 10-15 %, редко достигая 20 %. Проницаемость в пределах 0-10 10-3 мкм2. Мощность интервалов пород коллекторов обычно не превышает 3 м.
Экран резервуара представлен галогенно-карбонатными отложениями нижнеусольской подсвиты (подосинской пачки) и ее сульфатно-карбонатными возрастными аналогами.
Продуктивность резервуара выявлена в северо-западной части НБА. В указанных районах открыты промышленные залежи нефти и газа на Даниловском, Верхнечонском, Иктехском, Верхневилючанском и Вилюйско-Джербинском месторождениях. Усольский региональный резервуар соответствует осинскому горизонту усольской свиты. Представлен он преимущественно известняками и доломитами, часто органогенно-обломочными и водорослевыми, кавернозными. Мощность его изменяется от 20-30 до нескольких сот метров. Линейная форма распространения зон больших мощностей проницаемого горизонта, их органогенный состав и наличие отчетливых этапов некомпенсации и заполнения позволяют отнести эти образования к рифоподобным (Непско-Ботуобинская антеклиза..., 1986). С зонами распространения рифоподобных образований связаны максимальные значения пористости (10-15 %), проницаемости (10-100) 10-3мкм2) и мощности пород-коллекторов (10-40 м). Наиболее крупная из этих зон простирается в виде полосы шириной 30-70 км вдоль юго-восточного палеосклона НБА.
Усольский резервуар регионально нефтегазонасыщен. Залежи нефти и газа выявлены на Марковском, Пилюдинском, Верхнечонском, Среднеботуобинском и Талаканском месторождениях.
Толбачанский региональный резервуар выделяется в объеме средней и нижней части разреза одноименного стратиграфического горизонта. Сложен он известняками и доломитами христофоровского и атовского пластов, которые обычно характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Повышены они лишь на отдельных небольших по размеру участках.
Верхняя часть толбачанского горизонта составляет экран резервуара, представлена чередованием пластов доломитов и солей. Притоки углеводородов (УВ) получены лишь в отдельных скважинах, залежи не выявлены. Олекминский региональный резервуар представлен отложениями одноименного и нижней части чарского горизонта. Слагают его преимущественно доломиты и известняки олекминского горизонта, которые характеризуются низкими коллекторскими свойствами. Экран представлен преимущественно соленосными отложениями чарского горизонта. Из этого резервуара получены лишь единичные притоки УВ.
Наманский резервуар составляют карбонаты одноименного и зеледеевского горизонтов. Резервуар имеет низкие фильтрационно-емкостные свойства. Притоки УВ из него получены только в единичных скважинах (Нефтегазоносные бассейны…, 1994).
Литологические критерии реконструкции условий формирования и локализации коллекторов
Свойственные песчаникам и алевролитам, поровые и цементные битуминозные текстуры могут свидетельствовать и о эпигенетичности, и о сингенетичности битумоидов. Если в песчаниках отсутствуют или имеются в незначительных количествах другие виды органического вещества, а все межзерновое пространство заполнено легким битумоидом, то это явно эпигенетический битумоид, свечение его интенсивное, лимонно- или ярко-желтое. Создается впечатление расплывчатости контуров свечения. Если в породе присутствует органическое вещество, сингенетичные ему битумоиды и небольшое количество эпибитумоидов, последние можно отличить по характеру свечения, иногда по их расположению в виде каемок вокруг минеральных зерен.
Наиболее эффективными путями миграции являются трещины. Иногда на стенках трещин наблюдаются пленки и примазки нефтяных компонентов. Обычно они темного цвета, потому что являются окисленными компонентами мигрирующих через породу флюидов. Чаще встречаются трещины без видимых включений нефтяных компонентов. При выявлении следов миграции битумоидов необходимо изучать керн в ультрафиолетовых лучах, так как при этом видны будут не только темноокрашенные, но и легкие, бесцветные компоненты нефти. Подобное изучение важно, при выяснении направления миграции.
О направлении миграции можно судить по структуре битумоидов, приуроченных к трещинам. Если в трещине присутствует тяжелый битумоид, а около нее более легкий – значит, имела место миграция из трещины в породу. Обратное распределение могло быть вызвано миграцией битумоидов из породы в трещину. Кроме открытых трещин битумоиды часто встречаются в трещинках, залеченных карбонатом. Элементарный состав этих битумоидов резко отличается от состава битумоидов открытых трещин, так как карбонат «консервирует» их и предохраняет от посторонних воздействий. Битумоиды в трещинах с кальцитом являются свидетельством проходившей миграции. Тип битумоидов (переходящих в коллектор в пределах данной материнской свиты или ушедших за пределы свиты) в образце можно определить, изучив подстилающие и перекрывающие породы, но в любом случае, если битумоид насыщает все межзерновое пространство в песчаниках, он явно вторичный. Сингенетичный битумоид занимает лишь отдельные участки. Таким образом, применение метода люминесцентной микроскопии позволяет решить важные для геологии вопросы: 1. изучение исходного органического вещества и его диагностики; 2. определение генетических типов битумоидов; 3. выявление в короткий срок битуминозности и интервалы, где следы миграции отсутствуют, что дает возможность отметить наиболее интересные объекты для детальных геохимический исследований, уточнить интервалы опробования в скважинах; 4. возможность изучения разрезов нескольких скважин одной площади для отслеживания выдержанности горизонтов вторичной битуминозности и горизонтов без следов миграции, т.е. непроницаемых пород. При установлении следов миграции по разрезам ряда площадей, можно установить локальность или региональность выделенных горизонтов вторичной битуминозности. Выдержанность определенных частей разреза со следами первичной миграции, перераспределение компонентов по ряду площадей дает возможность отнести их к нефтепроизводящим;
Определение соотношения пустых трещин с заполненными битумоидами, открытых и залеченных карбонатами дает возможность определить основные направления миграции. Специальные исследования по сравнительному анализу битуминозности пород химико-битуминологическим и люминесцентно-микроскопическим методом показали, что выводы, сделанные на основе люминесцентной микроскопии, хорошо согласуются с данными химико-битуминологических исследований (Олли, 1980). Автором проведено сопоставление наблюдаемой люминесценции битумоидов в пришлифовках с результатами пиролитического анализа, выполненного в лаборатории геохимии ОАО «ТомскНИПИнефть» (табл. 3.2). Пиролитический анализ позволяет судить о количестве свободных углеводородов, содержащихся в поровом пространстве, и об остаточном нефтяном потенциале органического вещества породы. Таблица 3.2. Сравнение результатов люминесцентно-микроскопического и пиролитического анализа Люминесцентно-микроскопический анализ Пиролиз Преобладающий тип битумоида Интенсивность свечения Характер свечения Структуры итекстурывыполненияпространства Свободныелегкие(УВ, мг/г) Свободныетяжелые(УВ, мг/г) Асфальто-смолистые вещества (УВ, мг/г)
Сульфатизация
Для оценки влияния вторичных процессов на пористость и проницаемость пород автором были подсчитаны количественные характеристики: пор перекристаллизации, открытых и «залеченных» пор и каверн выщелачивания в шлифах, ангидрита и галита в породах. По этим значениям были построены графики зависимостей каждого из перечисленных параметров с коэффициентами пористости и проницаемости. Для определения положительной или отрицательной связи параметров использовались коэффициенты корреляции, которые позволили оценить влияние некоторых вторичных процессов на общую емкость пород. Влияние микротрещин и минералов, образованных при окремнении, не было оценено таким способом, так как их количество в изученных образцах не достаточно для выборки.
Породы усть-кутского горизонта подверглись полной метасоматической доломитизации, отложения известняков почти не сохранились, лишь в незначительном количестве отмечается примесь тонкокристаллического кальцита. В доломитах усть-кутского горизонта широко развит процесс перекристаллизации, что проявляется в частичном или полном уничтожении первичных текстур и образовании преимущественно более крупных кристаллов доломита.
Как известно, перекристаллизация проявляется как в укрупнении кристаллов, так и в уменьшении – рекристаллизация (Морозов и др., 2008) или микритизации. Согласно общепринятым определениям перекристаллизация проходит без изменения минерального состава. Однако к перекристаллизации относят также и укрупнение зерен, происходящее при переходе неустойчивых метастабильных модификаций высокомагнезиального кальцита, кальциевого доломита или протодоломита в устойчивые низкомагнезиальный кальцит и доломит (Киркинская, Смехов, 1981).
Оценки роли перекристаллизации в изменение пористости пород противоречивы. Б.К. Прошляков (1977), Л.П. Гмид (1972), Дж. Л. Уилсон (1980), К.И. Багринцева (1977, 1988) и другие подчеркивают, что процессы перекристаллизации, развивающиеся в эпигенезе, оказывают положительное влияние на формирование коллекторов, образуя дополнительную емкость, а также способствуют развитию процессов выщелачивания (Багринцева, 1999). Г.А. Каледа и Е.А. Калистова считают, что в большинстве случаев перекристаллизация снижает пористость, но иногда приводит к ее возрастанию (Киркинская, Смехов, 1981).
Перекристаллизация оставляет лишь реликты, по которым не всегда можно определить тип форменных компонентов (зерен), слагающих породу.
Перекристаллизация отмечается во всех литогенетических типах и проявляется равномерно по всей породе и неравномерно в виде отдельных участков, пятен. Неравномерная перекристаллизация хорошо проявлена в породах литогенетического типа А, где от форменных элементов сохраняются иногда лишь контуры комков, интракластов, обрывков и фрагментов водорослей. В подтипе А4 перекристаллизация полностью уничтожила структуру и придала породе пятнистый облик, за счет разнокристаллического доломита. Равномерная перекристаллизация до тонко и мелкозернистой карбонатной кристаллической массы отмечается в породах типа Б2, который отнесен к микритовым (кристаллическим) доломитам. Они обладают хорошей пористостью, обусловленной равномерно-распределенными порами перекристаллизации, которые часто изолированы, поэтому проницаемость таких пород низкая (таблица 5.1). В строматолитовых доломитах (тип Г) видна послойная перекристаллизация, повторяющая их структуру.
В результате проявлений доломитизации и перекристаллизации образуются вторичные поры перекристаллизации спаритового цемента или микрита, слагающего форменные элементы (зерна).
Для оценки влияния процесса перекристаллизации на коллекторские свойства пород, автором были подсчитаны количества пор перекристаллизации по шлифам и построены графики зависимости их от пористости и проницаемости по разрезу. Графики показывают незначительную прямо пропорциональную зависимость, что подтверждают положительные коэффициенты корреляции этих параметров (табл. 5.2, рис. 5.14). Это может быть обусловлено двумя причинами. Во-первых, часть материала при перекристаллизации выносится пластовыми водами, во-вторых, при образовании крупных кристаллов формируются более крупные межкристаллические поры и межпоровые каналы.
Образованные каверны часто являются унаследованными от седиментационных пустот. Также наблюдается внутризерновое выщелачивание форменных элементов и пустот перекристаллизации. Наиболее проявлен данный процесс в зернистых доломитах (тип А). Суммарный объем каверн выщелачивания весьма значительный и варьирует от 10 до 25 % от объёма породы (по данным петрографического анализа), что превышает межкристаллическую пористость. Однако пустотное пространство позднее подверглось частичному «запечатыванию» минеральными новообразованиями ангидрита и галита (от 25 до 100 % пустот выщелачивания), что привело к утрате емкости коллектора (рис. 5.15). В целом, выщелачивание улучшает коллекторские свойства пород (табл. 5.2).